Существующая схема и перспективные нагрузки энергорайона

 
    АГЕНСТВО  ПО ОБРАЗОВАНИЮ 

    Государственное образовательное  учреждение высшего 

    профессионального образования 

    ЮЖНО-РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ

    ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

    (НОВОЧЕРКАССКИЙ  ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ  ИНСТИТУТ)

 
 
 
__________________________________________________________________ 

    ФАКУЛЬТЕТ                                     ФО и ДО 

    КАФЕДРА                                           П и ИМ                                    

    СПЕЦИАЛЬНОСТЬ                         Э и УП (э) 
 
 
 

    ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

    К КОНТРОЛЬНОЙ РАБОТЕ

     

    по  дисциплине: «Электрические сети и системы» 
 

       Выполнила студентка   VI   курса                           Переяслова Е.А. (0808795) 
 

       Принял  преподаватель                                              Кудинов И.Д.                         

              Работа принята                                «      »____________2012г.        __________

                                                                                                                   Дата                                     Подпись

              Оценка ________________ 

            
 
 
 
 
 
 

    Новочеркасск, 2012 г.

 

 
     СОДЕРЖАНИЕ

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     1. Расчет режимов  электрической сети

     Режим энергосистемы в самом общем  виде определяется как совокупность условий, в которых происходит процесс производства, преобразования, распределения и потребления электроэнергии. Энергосистема представляет собой большое число различных, но взаимосвязанных единством производственного процесса элементов, находящихся в том или ином состоянии, каждый из которых влияет на режим энергосистемы в целом.

     Основной  целью расчетов режимов электрических сетей является определение их параметров, характеризующих условия в которых работают оборудование сетей и ее потребители, а также определение потерь напряжения. При передаче электрической энергии от шин электростанций до потребителей часть электроэнергии неизбежно расходуется на нагрев проводников, создание электромагнитных полей и прочие эффекты. При анализе потерь электроэнергии принято различать следующие виды потерь:

     - отчетная величина потерь электроэнергии  в энергосистеме – определяемая как разность между количеством электроэнергии, отпущенной в сеть собственными электростанциями, электростанциями других ведомств и соседними энергопредприятиями, и реализованной электроэнергией, вычисленной по сумме оплаченных счетов от потребителей;

     - расчетная или техническая величина  потерь, определяемая по известным  параметрам режимов работы и  параметрам элементов сети, она  обусловлена расходом электроэнергии  на нагрев проводников и создание  электромагнитных полей;

     - коммерческие потери – определяемые как разность между отчетными и техническими потерями, они обусловлены несовершенством системы учета, неодновременностью и неточностью снятия показаний счетчиков, погрешностью используемых приборов учета, неравномерностью оплаты электропотребления, наличием безучетных потребителей, хищениями и т. д.

     Результаты  расчетов режимов сетей являются основой для оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, допустимости рассматриваемых режимов с точки  зрения работы оборудования сети, а  также выявления оптимальных условий энергоснабжения потребителей.

     Исходными данными при расчетах режимов  электрической сети являются известные  мощности потребительских подстанций, величины напряжения источников питания  или подстанций систем, получающих энергию по электрическим сетям от электростанций, а также параметры и взаимосвязь элементов сетей, на основе которых составляется расчетная схема замещения.

     Результаты  расчетов режимов сетей являются основной документацией для выявления  допустимости рассматриваемых режимов, оценки качества электроэнергии, выдаваемой потребителям, выявление наилучших условий функционирования систем.

     Режим подстанции в основном определяется значениями суммарной активной и  реактивной мощности, напряжением и  частотой на сборных шинах подстанции, которые взаимосвязаны как с режимом работы энергосистемы, так и работой самой подстанции.

     Расчеты режимов являются одним из самых  распространенных и регулярно выполняемых  расчетов при проектировании и эксплуатации электрических систем. При этом в качестве исходных данных в большинстве случаев используются:

     • схемы сети и параметры элементов;

     • активные и реактивные мощности нагрузок;

     • активные и реактивные мощности станций;

     • модуль и аргумент напряжения в одном из узлов, который называется базисным.

     Режим энергосистемы задается по узловым  точкам, основным параметрам системы. В разработку режима энергосистемы  входит: обеспечение нормальных параметров частоты и напряжения, установление величины и характера ожидаемого потребления энергии и максимума нагрузки, распределение нагрузок между подстанциями энергосистемы с соблюдением экономичности и надежности, установление и распределение резерва мощности и т.д., разработка режима энергосистемы, установление и проверка надежности схемы электрических соединений, расчеты для наиболее характерных периодов, потокораспределения их в энергосистеме и уровней напряжения в узловых точках, расчет динамической и статической устойчивости и т.д. [1].

     1.1. Определение приведенных затрат

     Расчёт  приведенных народнохозяйственных затрат проводится в следующем порядке:

     Определяют  капиталовложения для рассматриваемого варианта развития электрических сетей, которые складываются из сооружения линий электрических передач  и подстанций сети:

     К = К_л + К_пс                     (1.1)

     Капитальные затраты с достаточной точностью  можно определить с помощью укрупнённых  показателей стоимости отдельных  элементов электрической системы  для средних условий строительства:

     К_л = К_уд · l ,                (1.2)

     где  К_уд – стоимость 1 км линии [2];

     l - длина линии, км.

     Затраты на сооружение подстанции включают стоимость  оборудования подстанции и постоянные затраты на строительство подстанции, зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей.

     К_пс ⁼ К_яч + К_тр + К_пост ,       (1.3)

     где К_яч – стоимость ячеек распределительных устройств [2];

     К_тр – стоимость трансформаторов [2];

     К_пост – постоянная часть затрат [2],

     Определяются  ежегодные эксплуатационные издержки на амортизацию и обслуживание сети:

 

     И'=И_л+И_пс=(а_ал+а_ол)·К_л /100+(а_ап+а_оп)·К_пс /100 ,  (1.4)

     где а_ал – амортизационные отчисления на линии электропередачи;

     а_ол – отчисления на обслуживание линий электропередачи;

     а_ап – амортизационные отчисления на подстанции;

     а_оп – отчисления на обслуживание подстанций.

     Вычисляются ежегодные затраты на возмещение потерь активной мощности и электроэнергии:

     З_пот=З_э'ΔЭ'+ З_э''ΔЭ",     (1.5)

     где ΔЭ' – переменные потери электроэнергии, зависящие от нагрузки, кВт·ч;

     ΔЭ" – постоянные потери электроэнергии, не зависящие от нагрузки, кВт·ч;

     З_э' – замыкающие затраты на переменные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч;

     З_э'' – замыкающие затраты на постоянные потери электрической энергии (стоимости одного кВт·ч электроэнергии), коп/кВт·ч.

     Переменные  потери электрической энергии определяются:

     ΔЭ'=τΣΔР_макс,      (1.6)

     где  ΣΔР_макс – суммарные переменные потери, активной мощности в сети в максимальном режиме. Определяются путем суммирования двух параметров из распечатки результатов: "Суммарные потери по воздушным линиям и трансформаторам";

     τ – время максимальных потерь. Находится по эмпирической формуле:

     τ = (0,124 +Т_нб /10000)²·8760    (1.7)

     Постоянные  потери электрической энергии определяются:

     ΔЭ''=Т_р ΣΔР_хх,     (1.8)

     где  ΣΔР_хх – суммарные потери активной мощности холостого хода трансформаторов. Вычисляются путем суммирования потерь холостого хода всех трансформаторов сети; потери на корону в линиях не учитываются;

     Т_р - время работы трансформаторов в году. Т_р обычно принимается равным 8760 часов.

     Значения  З_э' З_э '' определяются по графическим зависимостям [1,2].

     Вычисляются суммарные эксплуатационные издержки по сети:

     И = И' + З_пот     (1.9)

     Приведенные затраты для различных вариантов  развития определяются по выражению:

     З=Е_н·К+И,      (1.10)

     где Е_н – нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год (Е_н=0,12).

     После расчёта всех необходимых параметров подстанции при проектировании для каждого варианта развития сети, необходимо произвести сравнение технико-экономических показателей вариантов развития энергосети.

     Рассматриваемые в проекте варианты должны соответствовать  следующим условиям сопоставимости:

     • варианты электрической сети, подлежащие сопоставлению, должны соответствовать  требованиям нормативных документов и руководящих указаний по проектированию;

     • все рассматриваемые варианты должны обеспечивать одинаковый энергетический эффект у потребителей: полезный отпуск электроэнергии и потребляемую мощность в течение каждого года рассматриваемого периода;